韓 波, 翟志偉, 于偉東, 李坤潮, 馬雄強, 曹士文,石 悅, 包 興, 黃 峰, 任韶然

(1. 山西能源學院 礦業(yè)工程系, 太原 030000; 2. 中聯(lián)煤層氣有限責任公司, 北京 100016; 3. 中國石油大學(華東) 石油工程學院, 山東 青島 266580)

油藏CO2驅油過程中，混相驅替比非混相驅替具有更高的采收率已成為共識。在混相驅替機理研究領域，最小混相壓力(MMP)的確定和混相驅的實現(xiàn)是研究的重點[1]。最小混相壓力的定義和確定方法有多種形式，國內外已有很多研究[2-6]。細管驅替實驗被認為是比較準確和接近實際的方法，但實驗所需時間較長，不適用于現(xiàn)場數據的動態(tài)分析。文獻[2-6]中有很多計算MMP的經驗模型可以利用，但有的模型誤差相對較高。對于注氣過程中MMP的動態(tài)變化及對混相效果影響的研究，國內目前較少。加拿大Weyburn油田在2000年開啟了CO2驅試驗，對MMP也進行了不少研究。LUO[7]等人對Weyburn油田油樣進行了綜合的PVT實驗，分析了注氣過程中MMP的變化及產出氣體回注對油藏內MMP的影響。該研究根據不同MMP的計算方法，采用改進的MMP經驗模型[6]及PVT軟件分析方法，基于現(xiàn)場測試數據，對吉林油田CO2驅示范區(qū)塊MMP在注入和生產過程中的動態(tài)變化進行了分析，討論了結果及影響MMP的因素，并介紹了其在生產中的應用情況。

1 MMP的計算模型

1.1 MMP計算模型對比

截至目前，已有不少人對MMP的測定和預測進行了研究，其中，細管實驗被公認為測量MMP的標準方法。黃海東等人[2]改進了傳統(tǒng)細管實驗的取點方法，采用3次樣條插值方法，消除了在MMP點附近取點時的主觀性，通過細管實驗測定MMP取點時可以考慮使用該方法；趙金省等人[3]根據界面張力消失原理，利用可旋轉的活塞式高溫高壓配樣器測定MMP，該方法比細管實驗節(jié)省時間，但得到MMP的方法與細管實驗相同，因此在取點時可以借鑒黃海東等人提出的取點方法。

在MMP計算模型方面，郝永卯等人[4]在MMP計算模型中引入了一個混相函數Fm，提高了MMP計算精度，但是Fm不易確定，實際使用并不方便；趙明國等人總結了11種前人的計算模型，認為Silva方法較為精準，PRⅡ次之，但誤差依然較大，為16.19%。

1.2 改進的MMP計算經驗模型

根據國內外不同原油的實驗結果，提出一種改進的MMP計算經驗模型。該模型利用回歸分析法，考慮了不同原油組分、重質組分分子量和油藏溫度對MMP的影響，適用于中國陸相原油組成，計算結果與細管實驗結果誤差很小，可以通過該模型估算CO2與原油的MMP。改進的MMP計算經驗模型如下所示[6]：

(1)

2 注CO2過程中MMP的動態(tài)變化分析

2.1 試驗區(qū)塊油藏概況

吉林油田黑59區(qū)塊覆蓋面積3.1 km2，地質儲量為160×104t，CO2驅試驗區(qū)位于黑59區(qū)塊北部，含油面積為1.8 km2，地質儲量86×104t。地面脫氣原油密度為0.850 3 g/cm3，原始氣油比為35 m3/t(生產過程中油藏壓力始終保持在泡點壓力以上，超過7.31 MPa)。試驗區(qū)的原油勘探開發(fā)工作始于2004年，2008年4月開始注CO2驅試驗，開發(fā)井組采用反七點法，CO2注入井與采油井之間距離為250～300 m，注氣井井底壓力為12～13 MPa，單井平均日注液態(tài)CO2量30～50 t，先連續(xù)注入5年CO2，而后開始水和CO2交替注入[5]。

LUO等人在研究Weyburn油田的原油-CO2混相特性時，通過實驗測試MMP，所用的油樣是通過人工合成的模擬油樣。在研究目標區(qū)塊的MMP動態(tài)變化時，根據測試的油井產出氣與采出原油組分，分析得到地下原油的組分含量，然后采用商用PVT模型軟件(WinProp，CMG)和改進的MMP經驗計算模型，進行MMP的分析和計算。

2.2 生產過程中原油組分和MMP變化

目標油田在注CO2生產過程中，對油井產氣組分、脫氣原油組分、生產氣油比、氣樣及油樣的密度等進行了測試。生產井中已有大量天然氣、輕烴和CO2產出，可以根據生產數據，利用PVT軟件重新分析確定產出油和地下原油的組分含量。隨著CO2驅油藏注氣和產油過程的進行，CO2在油藏中對原油中輕質組分的抽提能力不斷增強[8]，使原油組分不斷變化，將會導致CO2與油藏原油的MMP不斷變化。由于現(xiàn)場高壓取樣困難及細管實驗測試MMP耗時較長，所以采用PVT分析和經驗計算模型得到MMP是較好的方法。

2.2.1 原油組分變化

以目標區(qū)塊H59-8-6井為例，表1和表2分別為CO2突破后，不同時間測試的油井產氣組分數據和脫氣原油組分。

表1 油井產氣組分數據

表2 脫氣原油組分數據

在油藏溫度下(98.9 °C)，根據測試得到的產氣組分、脫氣原油組分及生產氣油比數據，可以計算出地下及產出油的活油組分隨注氣或生產時間的變化情況，H59-8-6井產出活油組分變化情況見表3。由表3的數據可以看出，隨著注氣和生產時間的增加，活油中的輕烴組分(C2～C6)呈下降趨勢，這與CO2對輕質組分的抽提作用有關。根據計算出的活油組分，利用PVT軟件分析方法和經驗模型，可以進一步分析MMP在生產過程中的動態(tài)變化。

表3 H59-8-6井產出活油組分隨著注氣時間的變化Table 3 Variations of live oil with time in H59-8-6

2.2.2MMP計算

1)PVT軟件分析

2)改進的MMP經驗模型

表4 不同方法計算的MMP結果對比Table 4 Results ofMMP calculated via PVT analysis and empirical model

圖1 2種方式所得MMP結果對比Fig.1 Comparison of MMP using two methods

3 結果討論及影響因素分析

3.1 計算方法的誤差分析

目標區(qū)塊MMP細管驅替實驗測試的原始油樣與CO2的MMP約為22.3 MPa[8]，測試所用油樣的原油組分為(ω(C1+N2) 為18.71%，ω(C2～C10)為32.58%，ω(C10+)為48.37%，ω(CO2)為0.34%)與測試時間點1的組分相近。表5為經驗模型計算結果、PVT軟件分析結果與實驗結果的相對誤差。

表5 誤差分析數據Table 5 Data of error analysis

可以看出，經驗模型計算結果與PVT分析結果的差值為4%～8%。相對于實驗結果，經驗模型計算所得的MMP相對誤差為5.36%，PVT軟件分析得到的MMP的相對誤差為9.32%，顯然，經驗模型的誤差較小，但2種方法都可以用于現(xiàn)場快速計算MMP。

3.2 影響因素分析

影響最小混相壓力(MMP)的因素有原油組分、注入氣成分及油藏溫度等[9-11]，隨著注氣和產油過程的進行，油藏內的原油組分不斷變化，MMP也隨之改變。

3.2.1 原油組分變化對MMP的影響

圖2 原油組分與MMP的變化關系Fig.2 Relationship betweenMMP and oil components

3.2.2 注入氣組分對MMP的影響

注入純CO2與原油的最小混相壓力比注純CH4和N2低，加入C2H6氣體等輕烴組分會顯著降低CO2與原油的最小混相壓力[11]。在研究注入氣組分對MMP影響時，采用了軟件模擬MMP的方法，調整軟件模擬中注入相的成分(80%CO2+15%(C1～N2)+5%C2H6，80%CO2+10%(C1～N2)+10%C2H6，80%CO2+5%(C1～N2)+15%C2H6，80%CO2+20%C2H6)，得到不同注氣組分下的MMP(如圖3所示，不同注入氣成分下的MMP)。以注入純CO2為參照，當注入氣組分中混入(C1+N2)組分時，MMP增大(80%CO2+15%(C1～N2)+5%C2H6)，當CO2中僅加入C2組分時，MMP最小(80%CO2+20%C2H6)，隨著注入氣中(C1+N2)組分的減少及C2H6成分的增加，MMP減小。

圖3 不同注入氣組分條件下預測的MMPFig.3 Predicted of MMP under different injection gas components

3.2.3 溫度對MMP的影響

一般來說，低溫下易于混相，溫度升高，CO2和原油的最小混相壓力MMP隨之升高[9]。在常規(guī)注氣過程中，油藏深部溫度較為穩(wěn)定，不會隨注氣和生產有較大改變。但液態(tài)CO2的注入會降低注入井附近地層的溫度，除低溫引起的冷傷害外(對地層力學性能的影響和原油結蠟的影響)，低溫有助于降低MMP。圖4為根據改進的MMP計算的經驗模型計算原始原油組分與CO2的MMP隨溫度變化的曲線?？梢钥闯觯瑴囟仍礁?，MMP越大。溫度降低，MMP隨之降低，有利于混相，但溫度降低對結蠟的影響不容忽視。

圖4 不同溫度下MMP的變化曲線Fig.4 Variations curve of MMP under different temperatures

3.3 產出氣體回注

吉林油田產出氣中主要含CO2及輕烴組分(CH4和C2H6等)，表6所示為CO2突破后(13個月)產出氣的組分，結合表1，可以看出CO2含量從不足10%增加至80%之上，(C1+N2)含量從50%以上降至10%以下，其余組分為(C2～C6)等輕烴組分。為實現(xiàn)對CO2高效的埋存及EOR目的，應將產出的CO2進行回注，可采用產氣中CO2分離后注入及產出氣與純CO2摻和后注入2種方法[12]。

圖5為產出氣與CO2不同摻和比下MMP變化。很明顯，注氣13個月和注氣22個月時MMP隨摻和比的變化基本相同，直接將產出氣回注比注純CO2的MMP高很多，在產出氣中摻入CO2后，

MMP可以減小，且摻和比越大，MMP越小，直至可以維持在與注純CO2差別很小。原因是摻和比增大，混合后的回注氣中(C1+N2)組分含量減小，而這種組分會增大MMP。同時還可以看出，注氣32個月時摻和比對MMP的影響較小，將產出氣直接回注(24.16 MPa)僅比注純CO2的MMP(23.94 MPa)大0.22 MPa，說明目標油田在注氣32個月之后，完全可以將產出氣直接回注。分析表6的數據可以看出，相較于注氣13個月、22個月，注氣32個月的產出氣中CO2含量達到了80%以上，(C1+N2)組分含量下降較多，(C1+N2)總含量降到了10%以下，所以，當產出氣中CO2含量、(C1+N2)總含量達到此要求時，可以考慮直接回注。

表6 CO2大量產出后產出氣組分

圖5 不同CO2和產出氣摻和比下的MMPFig.5 MMP under different blending ratios of CO2 and produced gas

3.4 MMP動態(tài)分析在CO2驅過程中的應用

在CO2驅過程中，通過生產動態(tài)分析，對油藏內的混相狀況進行監(jiān)測和分析，及時調整注采方案，是提高采收率的關鍵。如發(fā)現(xiàn)MMP增大時，應適當提高油井井底流動壓力和注入壓力，或采用燜井措施，以使油藏壓力升高，使注入的氣體和原油處于有效的混相狀態(tài)。在進行含CO2產出氣體回注或循環(huán)注入時，需要進行油藏內MMP的動態(tài)計算分析，明確油藏內的混相條件，從而選擇合理的注入氣組分及含CO2天然氣的處理工藝，所以MMP將是一個重要的參考指標。同時CO2驅油藏監(jiān)測技術是實施CO2驅油過程中的重要組成部分[13-15]，包括油藏內流體運移監(jiān)測、混相狀態(tài)監(jiān)測、油井動態(tài)監(jiān)測、埋存效率監(jiān)測和環(huán)境監(jiān)測等，所以MMP的動態(tài)分析將為混相狀態(tài)及提高采收率的效果分析提供基礎數據。

4 結論

1)提出一種利用PVT軟件分析預測MMP的方法和一種易于現(xiàn)場使用的改進的MMP經驗計算模型，應用于吉林油田CO2驅目標區(qū)塊，結果顯示2種方法所得結果的相對誤差值為4%～8%。與實驗結果相比，PVT軟件分析方法的誤差為9.32%, 經驗模型的誤差為5.36%。

2)在CO2驅油生產過程中，油藏內原油的組分變化對MMP有較大影響，目標區(qū)塊的模擬計算結果表明，由于CO2的抽提作用，產出油中含有大量天然氣和CO2，油藏剩余活油中(C2～C6)等輕烴組分不斷減少，摩爾含量由13.50%降至5.15%，MMP由原始的22.30 MPa增大至26.12 MPa。

3)研究區(qū)塊油井產出氣中高含CO2及(C1，C2)組分，可以將產出氣與純CO2摻和后注入。分析結果表明，在CO2驅前期，將產出氣與CO2摻和后注入可維持油藏內MMP不變或變化很?。辉贑O2驅后期，產出氣中CO2含量達80%后，可采用產出氣直接完全回注的方法，油藏內MMP與注純CO2的差別不大。